煤層氣地面開發(fā)項目經(jīng)濟評價

曹艷 王秀芝

中國石化石油勘探開發(fā)研究院

煤層氣地面開發(fā)項目經(jīng)濟評價

曹艷 王秀芝

中國石化石油勘探開發(fā)研究院

地面鉆井是煤層氣開發(fā)的主要方式之一，其開發(fā)周期、投資和成本費用等與常規(guī)天然氣開發(fā)不同，并影響其經(jīng)濟效益。為了給煤層氣開發(fā)利用及投資決策提供科學依據(jù)，以沁水盆地某煤層氣開發(fā)區(qū)塊為例，依據(jù)其目前的各項參數(shù)，利用現(xiàn)金流量法進行了經(jīng)濟評價和影響因素敏感性分析。結果表明，影響項目盈利能力的主要因素有產(chǎn)量、投資、成本、產(chǎn)品銷售價格和補貼。從敏感性分析可以看出，財務內(nèi)部收益率對投資、氣價和產(chǎn)量較為敏感，其次是成本、補貼。因此，為了提高煤層氣開發(fā)項目的經(jīng)濟效益，需要進一步提高煤層氣價格，更需要通過開發(fā)理論的創(chuàng)新和開發(fā)技術的進步來增加單井產(chǎn)量、降低投資和成本。此外，建議國家根據(jù)不同地區(qū)、不同企業(yè)的生產(chǎn)實際情況，給予生產(chǎn)企業(yè)諸如加大補貼力度等更多優(yōu)惠政策。

煤層氣 地面開發(fā)項目 經(jīng)濟評價 現(xiàn)金流量法 價格 產(chǎn)量 成本 優(yōu)惠政策

我國煤層氣資源豐富，埋深小于2 000 m的淺煤層氣資源量為30×1012～35×1012m3，與常規(guī)天然氣資源相當。煤層氣作為新型的清潔能源對于解決能源供需矛盾和環(huán)境污染問題極為重要［1］，同時，煤層氣的開采也是煤礦安全生產(chǎn)的需要。

煤層氣項目投資大、建設周期長、投資風險大，是一個復雜的系統(tǒng)工程，只有通過對擬實施項目的投入、產(chǎn)出、效益等經(jīng)濟問題進行科學分析與評估，才能論證其經(jīng)濟可行性或經(jīng)濟合理性。我國煤層氣資源的開發(fā)剛剛起步，開發(fā)方式主要有煤礦井下抽采和地面鉆井抽放兩種，過去多采用井下抽放方式，大部分煤層氣資源被放空，開發(fā)效率很低。為提高開發(fā)效率，地面鉆井抽采已成為我國煤層氣開發(fā)的主要方式。本文主要對地面鉆井開采煤層氣項目的進行經(jīng)濟評價［2－6］。

1 煤層氣開發(fā)項目特點

煤層氣開發(fā)的一系列特點使得開發(fā)周期、投資和成本費用等與常規(guī)天然氣開發(fā)不同，也是影響煤層氣開發(fā)經(jīng)濟效益的重要因素。

1.1 煤層氣自身特點

煤層氣主要為甲烷，二氧化碳含量很少，且基本不含硫化氫氣體，因此不存在硫化氫劇毒以及硫化氫和二氧化碳引起的強腐蝕問題，這就減少了煤層氣地面工程投資中的防腐支出。由于開發(fā)初期煤層氣產(chǎn)能低，往往需要1～2年甚至更長時間才能進入穩(wěn)產(chǎn)期，因此初始投入達產(chǎn)見效慢，但氣井的生產(chǎn)期長，從而能夠確保項目的長遠經(jīng)濟效益［4－9］。

1.2 煤層氣開發(fā)工藝特點

煤層氣開發(fā)需要小井距密井網(wǎng)，因此開發(fā)井多、開發(fā)投資較大。由于煤層孔滲欠佳，為提高生產(chǎn)層的產(chǎn)量，煤層氣開發(fā)過程中的關鍵技術是壓裂工藝，因此投產(chǎn)費用要相應增加。煤層氣主要以壓力吸附形態(tài)儲存在煤層中，其開發(fā)工藝是通過較長時間的排水降壓使煤層內(nèi)大量的吸附氣脫離煤層的束縛進入井筒產(chǎn)出。煤層氣開發(fā)工藝特點使得煤層氣田不需要建設注水工程，不產(chǎn)生相關投資。但要根據(jù)儲層地下水量的多少，進行抽水泵的選擇從而增加相關投資。當煤層為含水層時，水處理費用也要相應增加，從而增加投資和成本［4－9］。

1.3 煤層氣集輸工藝特點

由于煤層氣井采用降壓生產(chǎn)，煤層氣的井口壓力一般都接近大氣壓，進入輸氣管道前必須增壓，因而增加了地面建設投資和輸送費用［8，10－11］。

1.4 煤層氣開發(fā)優(yōu)惠政策

對獨立核算的煤層氣抽采企業(yè)購進的煤層氣抽采與利用等專用設備，統(tǒng)一采取雙倍余額遞減法或年數(shù)總和法實行加速折舊；對煤層氣抽采企業(yè)的增值稅一般實行先征后退政策，即按13%的稅率先征收，然后返還8%；企業(yè)所得稅實行二免三減半政策，即第1、2年免征企業(yè)所得稅、第3～第5年減半征收企業(yè)所得稅；2020年前可申請減免探礦權使用費、采礦權使用費，對地面抽采煤層氣暫不征收資源稅；每立方米煤層氣財政補貼0.2元［12－14］。

2 煤層氣開發(fā)項目經(jīng)濟評價模型

2.1 計算方法

我國煤層氣正逐步由勘探階段向產(chǎn)業(yè)化階段發(fā)展，因此對煤層氣開發(fā)項目來說，在目前國家財稅制度和價格體系的條件下，從項目財務角度分析計算項目的財務盈利能力和清償能力，據(jù)此判斷項目的財務可行性和項目的初步經(jīng)濟效益具有非?，F(xiàn)實的意義。

筆者采用現(xiàn)金流量法，依據(jù)產(chǎn)品價格、投資、生產(chǎn)成本費用和行業(yè)財政稅收政策，編制現(xiàn)金流量表，以項目現(xiàn)金流量為基礎，通過財務評價分析判斷項目的經(jīng)濟合理性。評價的主要指標包括財務內(nèi)部收益率、財務凈現(xiàn)值和投資回收期，可以分別表示如下［15－18］：

1）財務內(nèi)部收益率（IRR）

2）財務凈現(xiàn)值（NPV）

3）投資回收期（Pt）

式中CI為現(xiàn)金流入量；CO為現(xiàn)金流出量；n為計算期，a；t為計算期的年序號；ic為基準收益率或設定的折現(xiàn)率；T0為累計凈現(xiàn)值出現(xiàn)正值的年份；PVt－1為上年累計凈現(xiàn)金流量的絕對值；PVt為當年凈現(xiàn)金流量的絕對值。

財務內(nèi)部收益率和財務凈現(xiàn)值是評價項目財務盈利能力最主要的動態(tài)評價指標，若項目的財務內(nèi)部收益率大于行業(yè)基準收益率（煤層氣行業(yè)基準收益率為12%），財務凈現(xiàn)值大于零，說明項目的財務盈利能力已達到行業(yè)基準盈利水平，在經(jīng)濟上可行。

2.2 煤層氣開發(fā)項目的現(xiàn)金流出

2.2.1 投資估算

根據(jù)煤層氣開發(fā)項目所要求的工程量來估算各年度發(fā)生的總投資。一般來說，總投資包括勘探投資、開發(fā)投資、流動資金和建設期利息。①勘探投資包括二維和三維地震投資、參數(shù)井和排采井投資。對于已發(fā)生的勘探投資，不可用的參數(shù)井及排采井投資和二、三維地震等其他投資全部按沉沒處理；可利用的參數(shù)井及排采井投資按照重估值計入現(xiàn)金流中。②開發(fā)投資包括開發(fā)井鉆井投資、排水采氣工程投資和地面建設配套投資。排水采氣工程投資主要包括抽水泵投資和壓裂改造投資；地面建設配套投資要考慮增壓的影響。③流動資金是指擬建項目投產(chǎn)后為維持正常生產(chǎn)，準備用于支付生產(chǎn)費用等方面的周轉資金，它是流動資產(chǎn)與流動負債的差額。根據(jù)國家有關規(guī)定，企業(yè)自有的流動資金必須占總流動資金的30%，利息計入財務費用的利息支出中。④建設期利息是根據(jù)貸款利率計算的固定資產(chǎn)投資貸款部分在建設期發(fā)生的利息。為簡化計算，假定借款發(fā)生當年均在年中支用，按半年計息，其后年份按全年計息；還款當年按年末償還，按全年計息［10－11］。

2.2.2 成本費用估算

煤層氣開發(fā)生產(chǎn)過程中實際消耗的直接材料、直接工資、水處理費、壓裂費、排采作業(yè)費、其他直接支出和其他開采費用，都計入開采成本；發(fā)生的期間費用（管理費用、財務費用、銷售費用）作為當期損益。操作成本根據(jù)成本與開發(fā)變量（生產(chǎn)井數(shù)、煤層氣產(chǎn)量、產(chǎn)水量）的關系，又可分為固定成本和可變成本。折舊折耗費、攤銷費用則根據(jù)記取要求分別取值，計入總成本費用中。

2.2.3 各種稅金的確定

對于煤層氣開發(fā)，稅金主要包括增值稅、城市維護建設稅、教育費附加。①增值稅是城市維護建設稅和教育費附加等的計稅依據(jù)，不作為稅金計入項目的現(xiàn)金流出，煤層氣開采的增值稅按5%計算；②城市維護建設稅以增值稅為計稅依據(jù)：稅率為市區(qū)7%，鎮(zhèn)5%，市區(qū)、縣、鎮(zhèn)以外1%；③教育費附加以增值稅為計稅依據(jù)，稅率為3%。所得稅基本稅率為25%，實行二免三減半政策。

2.3 煤層氣開發(fā)項目的現(xiàn)金流入

2.3.1 銷售收入計算

銷售收入等于價格乘以商品量，商品量等于產(chǎn)量乘以商品率，因此，銷售收入＝煤層氣價格×煤層氣產(chǎn)量×商品率。

2.3.2 財政補貼計算

煤層氣補貼資金根據(jù)0.2元／m3的補貼標準按以下方式計算，補貼額度＝（銷售量＋自用量－用于發(fā)電量）×補貼標準。

3 煤層氣開發(fā)項目經(jīng)濟評價實例

應用以上經(jīng)濟評價模型，以沁水盆地某煤層氣開發(fā)區(qū)塊為例進行分析。該區(qū)塊煤層埋藏深度1 000～2 000 m，部署二維地震100 km、參數(shù)井27口、排采井62口、開發(fā)井直井174口、開發(fā)水平井5口，利用參數(shù)井23口、利用排采井56口，建產(chǎn)能2×108m3，評價期20年，建設期5年，年產(chǎn)330天，參數(shù)井單井鉆井投資300萬元、排采井單井鉆井投資240萬元、開發(fā)直井單井鉆井投資180萬元、開發(fā)水平井單井鉆井投資1 600萬元、單井排水采氣工程投資60萬元，直井單井地面及公用工程投資為150萬元，水平井單井地面及公用工程投資為360萬元，單位總成本為1.0元／m3。本次評價煤層氣井口價格為1.28元／m3（含稅），國家財政補貼標準為0.2元／m3，商品率95%，增值稅率為5%，城建稅和教育費附加分別為增值稅的7%和3%，礦產(chǎn)資源補償費為銷售收入的1%，根據(jù)國家優(yōu)惠政策，不征收資源稅，第一、第二年免征企業(yè)所得稅、第三～第五年減半征收企業(yè)所得稅，稅率為25%。稅后基準收益率為12%；固定資產(chǎn)貸款比例為70%，貸款年利率為7.05%；流動資金貸款比例為70%，貸款年利率為6.56%。

由于復雜的產(chǎn)出機理和獨特的生產(chǎn)工藝技術決定了煤層氣井的生產(chǎn)期長，單井日產(chǎn)量低。通常是通過一段時間的排采，單井氣產(chǎn)量開始逐步進入一個穩(wěn)定的高峰產(chǎn)量階段，之后產(chǎn)量緩慢降低。

上述沁水盆地煤層氣開發(fā)區(qū)塊開發(fā)方案，在定產(chǎn)工作制度下的數(shù)值模擬預測的生產(chǎn)曲線如圖1所示。與單井相似，該區(qū)塊產(chǎn)量經(jīng)歷快速增產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期和產(chǎn)量遞減期。利用該產(chǎn)量曲線、項目投資和生產(chǎn)成本等各項數(shù)據(jù)，結合國家有關稅價制度和經(jīng)濟評價規(guī)定，得到的經(jīng)濟評價結果如表1所示。從評價結果看，財務內(nèi)部收益率小于煤層氣行業(yè)基準收益率12%，財務凈現(xiàn)值小于零，不滿足行業(yè)基準盈利要求。煤層氣行業(yè)的基準投資回收期為8年，沁水盆地某煤層氣區(qū)塊的動態(tài)投資回收期為9.1年。

在計算期內(nèi)，可能發(fā)生變化并影響項目盈利能力的主要因素有產(chǎn)量、投資、成本、產(chǎn)品銷售價格和補貼。根據(jù)沁水盆地某煤層氣區(qū)塊的各單項因素的變化對財務內(nèi)部收益率的影響進行了敏感性分析，敏感性分析結果見圖2。從敏感性分析結果可以看出，財務內(nèi)部收益率對投資、氣價和產(chǎn)量較為敏感，其次是成本、補貼。

圖1 沁水盆地某煤層氣開發(fā)區(qū)塊產(chǎn)量預測曲線圖

表1 沁水盆地某煤層氣開發(fā)區(qū)塊經(jīng)濟評價指標匯總表

4 結論與建議

1）考慮煤層氣開發(fā)在我國屬新興產(chǎn)業(yè)，開發(fā)難度大，是高風險、高投資、低產(chǎn)出的產(chǎn)業(yè)，為了推進我國煤層氣產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，應加強煤層氣開發(fā)技術研究和應用。

圖2 沁水盆地某煤層氣開發(fā)區(qū)塊財務內(nèi)部收益率敏感性分析圖

2）隨著開發(fā)理論的創(chuàng)新和開發(fā)技術的發(fā)展，將降低投資成本和提高產(chǎn)量，從而提高煤層氣開發(fā)項目的經(jīng)濟效益。

3）隨著煤層氣價格的提高，煤層氣開發(fā)項目的經(jīng)濟效益也將顯著提高。

4）為了推進我國煤層氣產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，建議國家給予生產(chǎn)企業(yè)更多的優(yōu)惠政策。煤層氣開發(fā)減稅空間已經(jīng)很小，可根據(jù)不同地區(qū)、不同企業(yè)的生產(chǎn)實際情況，進一步加大補貼力度（如本文沁水盆地某開發(fā)區(qū)塊財政補貼由目前的0.2元／m3調(diào)整為0.3元／m3方可盈利）。

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Economic evaluation of CBM gas development projects

Cao Yan，Wang Xiuzhi
（Sinopec Exploration ＆Development Research Institute，Beijing 100083，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 11，pp.103－106，11／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Different from that of conventional natural gas resources，CBM gas development involves a high cost，a long construction circle，and a high investment risk.Taking a certain CBM gas development block in the Qinshui Basin as a case study，a model of economic evaluation on this CBM gas project is built by use of the Cash Flow Method and the sensitivity analysis of the influencing factors is also made.The calculation analysis shows that the main factors which are closely related to the profitability of this CBM project include the production capacity，investment，cost，selling price of product，and the policy subsidies.The sensitivity analysis demonstrates that the internal rate of return is more sensitive to the investment，gas price，and production capacity，then to the cost and subsidies.Therefore，in order to enhance the economic profit of this CBM development project，the CBM gas price needs to be further improved；more than that，the production per well is to be increased and the investment and cost to be cut down through the innovative theoretical studies and advanced development techniques.In addition，more preferential policies like increasing the policy subsidies should be formulated for the operators of such CBM development projects according to different production statuses in different areas.

CBM，economic evaluation，Cash Flow Method，price，productivity，preferential policy

曹艷等.煤層氣地面開發(fā)項目經(jīng)濟評價.天然氣工業(yè)，2011，31（11）：103－106.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.11.026

曹艷，女，1972年生，高級工程師，博士；2004年畢業(yè)于原大慶石油學院；現(xiàn)主要從事天然氣及非常規(guī)資源經(jīng)濟評價及經(jīng)濟分析方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀區(qū)學院路31號。電話：（010）82284811，18710153139。E－mail：caoyan.syky＠sinopec.com

（修改回稿日期 2011－09－26 編輯 趙 勤）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.11.026

Cao Yan，senior engineer，born in 1972，holds a Ph.D degree and is mainly engaged in research of natural gas and unconventional gas resources in terms of economic evaluation and economic analysis.

Add：No.31，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

Tel：＋86－10－8228 4811 Mobile：＋86－18710153139 E－mail：caoyan.syky＠sinopec.com